Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО" Нет данных, ГРСИ 47468-11
Номер госреестра:
47468-11
Наименование СИ:
Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 43522
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти
ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»
Назначение средства измерений
Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК
«РУСВЬЕТПЕТРО» (далее – система) предназначена для автоматических измерений массы брутто и
показателей качества нефти, перекачиваемой с площадки ЦПС по двум направлениям: южное – на
ПСП «Мусюршор» и северное – на ПСП «Варандей».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических из-
мерений массы брутто нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные элек-
трические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы
измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто
нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-
значения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из входного и выходного кол-
лекторов, блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества
нефти (далее – БИК), блока подключения передвижной поверочной установки (далее –ППУ), сис-
темы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непо-
средственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документа-
цией на систему и ее компоненты.
Система состоит из трех
*
(двух рабочих, одного резервного) измерительных каналов мас-
сы нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления,
объемной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства
измерений:
– счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 в комплекте с измери-
тельными преобразователями 2700 (далее – СРМ), Госреестр № 13425-06;
– преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее – ПП), Госре-
естр № 15644-06;
– преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
– термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-05, с
преобразователями измерительными 644, Госреестр № 14683-09;
– влагомер нефти поточный УДВН-1пм исполнения т2, Госреестр №14557-05;
– расходомер UFM 3030 модификации UFM 3030К, Госреестр № 32562-09;
– контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, свиде-
тельство ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» об аттестации алгоритма и программного обес-
печения средств измерений № 2301-05м-2009 от 15 октября 2009 г.;
– автоматизированное рабочее место инженера.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-06;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 и № 3, Госреестр № 303-91.
__________________
*
П
р
и
по
д
ключении
ч
етырех
д
о
п
ол
н
и
т
ел
ь
н
ых
из
мер
ит
е
ль
н
ых
линий
ч
и
сл
о
и
з
м
ер
ит
ель
ных
ка
нал
о
в
м
ассы
б
р
ут
то
не
ф
ти
у
величится
до
с
ем
и
(пяти р
а
б
оч
и
х
,
д
ву
х
резервных
)
.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
Лист № 2
Всего листов 5
– автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измере-
ний в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;
– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих
средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
– проведение поверки и КМХ СРМ с применением ППУ или ПУ;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепро-
дукты. Методы отбора проб»;
– автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализа-
цию нарушений установленных границ;
– регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов,
актов;
– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллеры измерительно-вычислительные
OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, контроллер программируемый логический PLC Modicon, Гос-
реестр № 18649-07, и операторские станции на базе ПО «RATE АРМ оператора УУН», свидетель-
ство об аттестации алгоритмов вычислений № 802-08) обеспечивает реализацию функций систе-
мы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части.
Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обра-
ботку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического
процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процеду-
ры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами
(не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и иден-
тификационные данные указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО
Наименование
ПО
Идентификационное на-
именование ПО
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) ПО
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора ПО
24.75.01
EBE1
24.75.01
EBE1
По ГОСТ Р 34.11
«Rate АРМ оператора УУН»
РУУН 2.1-07 АВ
1.5.0.1
По ГОСТ Р 34.11
Цифровой иден-
тификатор ПО
(контрольная
сумма испол-
няемого кода)
ПОконтроллера
измерительно-
вычислительного
OMNI 6000 (ос-
новной)
По ГОСТ Р 34.11-
94 «Информаци-
онная технология.
Криптографиче-
ская защита ин-
формации. Функ-
ция хэширования»
ПОконтроллера
измерительно-
вычислительного
OMNI 6000 (ре-
зервный)
Алгоритмывычисленийи
программа обработки резуль-
татов измерений объема и
массы нефти и нефтепродук-
тов, определения метрологи-
ческих характеристик преоб-
разователя расхода
Алгоритмывычисленийи
программа обработки резуль-
татов измерений объема и
массы нефти и нефтепродук-
тов, определения метрологи-
ческих характеристик преоб-
разователя расхода
ПО «RATE АРМ
оператора УУН»
7cc3c6f61
e77643578b3dd
b1b5079a0b7e
f1d5921e5789ffd40e
261c6718ecce
Лист № 3
Всего листов 5
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение
его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защи-
ты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе оператор-
ской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относя-
щаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-
сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и уста-
новленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения журнала событий, доступного
только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя за-
крыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивает-ся
подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных
алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, дос-
тупный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых ис-
кажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамерен-
ных изменений соответствует уровню защиты «С». И МИ 3286-2010 «Рекомендация. Поверка за-
щиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в
целях утверждения типа».
Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
± 0,5
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Измеряемая среда
Значение характери-
стики
Нефть по ГОСТ Р
51858-2002 «Нефть.
Общие технические
условия»
от 155 до 250
Рабочий диапазон расхода, т/ч
Максимальный расход при подключении четырех дополни-
тельных измерительных линий, т/ч, не более
Количество измерительных линий, шт.
603
3 (2 рабочих,
1 резервная)
7 (5рабочих,
2 резервных)
От 862 до 892,2
5,95
От 45 до 70
0,5
Количество измерительных линий при подключении четырех
дополнительных измерительных линий, т/ч, не более
Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м
3
Верхний предел диапазона давления измеряемой среды, МПа
Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, ºС
Массовая доля воды, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
плотности измеряемой среды, кг/м
3
± 0,3
± 0,05
± 0,2
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности из-
мерений объемной доли воды в измеряемой среде, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств изме-
рений температуры измеряемой среды, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений
давления измеряемой среды, %
Окончание таблицы 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристики
Значение характеристики
Лист № 4
Всего листов 5
Пределы допускаемой относительной погрешности изме-
рений массы брутто нефти, %
Средний срок службы системы, не менее
Напряжение питания, В
± 0,25
8 лет
380 (3-х фазное, 50 Гц)
220±22 (однофазное, 50Гц)
24 (переменный ток)
От минус 53 до 34
5
Климатические условия эксплуатации системы:
– температура окружающего воздуха, °С
– температура воздуха в помещениях, где установлено
оборудование системы, °С, не менее
– относительная влажность воздуха в помещениях, где ус-
тановлено оборудование системы, %
– относительная влажность окружающего воздуха, %
– атмосферное давление, кПа
От 45 до 80
От 45 до 80
От 84 до 106
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом. При этом указывают номер свидетельства об утверждении типа системы и
дату его выдачи.
Комплектность средства измерений
– оперативная система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК
«РУСВЬЕТПЕТРО», 1 шт., заводской № 01;
– инструкция по эксплуатации системы;
– инструкция «ГСИ. Оперативная система измерений количества и показателей качества
нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу «Инструкция. ГСИ. Оперативная система измерений количества и
показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки», утвержденной
ФГУП «ВНИИР» в ноябре 2010 г.
Основные средства поверки:
– ППУ с диапазоном измерений расхода измеряемой среды, позволяющим проводить
поверку СРМ в их рабочем диапазоне массового расхода нефти, пределы допускаемой
относительной погрешности ± 0,05 % или ± 0,1 %;
– ПУ с диапазоном измерений объемного расхода измеряемой среды от 0,473 до 568 м3/ч,
пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
– ПП с диапазоном измерений от 300 до 1100 кг/м
3
и пределами допускаемой абсолютной
погрешности
±
0,3 кг/м
3
.
–контроллеризмерительно-вычислительныйOMNI 6000,пределыдопускаемой
относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы
продукта ± 0,005 %;
– устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и
нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы
постоянного тока
±
3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной
погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов
±
5×10
-4
в диапазоне от
Лист № 5
Всего листов 5
0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества
импульсов в пачке
±
2 имп. в диапазоне от 20 до 5×10
8
имп.;
– установка пикнометрическая с пределами допускаемой абсолютной погрешности
измерений плотности
±
0,10 кг/м
3
в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м
3
;
– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от
минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
– калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления –
нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления
1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025% от верхнего предела
измерений; внешний модуль давления – нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний
предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025%
от верхнего предела измерений.
Допускаетсяиспользованиедругихсредствповеркисметрологическими
характеристиками, не уступающими указанным.
Сведения о методиках (методах) измерений
Для измерений массы нефти применяют прямой метод динамических измерений массы
брутто нефти, реализованный в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений
оперативной системой измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬ-
ЕТПЕТРО» (свидетельство об аттестации МВИ № 2550-05-2010 от 08 июня 2010 г.).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к оперативной сис-
теме измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объ-
ема и массы жидкости».
2 Техническая документация 0375.00.00.000 «Оперативная система измерений количества
и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспече-
ния единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «ИМС Индастриз»
Юридический адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А
Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А
Тел.: (495) 221-10-50, факс: (495) 221-10-51
Сведения об испытательном центре
Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) Федеральное государст-
венное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходомет-
рии» (ФГУП «ВНИИР»)
Юридический адрес: Россия, РТ, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А
Тел.: 8 (843) 272-70-62, факс: 8 (843) 272-00-32, e-mail: vniirpr@bk.ru
Регистрационный номер 30006-09.
В.Н. Крутиков
Заместитель руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
М.П.«____» ___________ 20__ г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 34965-07 | Система газоаналитическая | AF22M/H2S RACK | Фирма "Environnement S.A.", Франция | 1 год | Перейти |
| 82289-21 | Система измерений количества и параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти ДНС с УПСВ Пиненковского месторождения АО "Самаранефтегаз" | - | Акционерное общество "Самаранефтегаз" (АО "Самаранефтегаз"), г. Самара | 1 год | Перейти |
| 50736-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Южный" ОАО "Оборонэнерго", п. Сукко, объект № 1) | Нет данных | ООО "Техносоюз", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 31746-06 | Системы измерений массы и объема нефтепродуктов | СИМОН-1 | ЗАО "Авиатех", г.Арзамас | 2 года | Перейти |
| 48287-11 | Комплекс метрологический измерения хроматической дисперсии, поляризационной модовой дисперсии и спектрального пропускания в наноструктурных фотонно-кристаллических световодах | Нет данных | ФГУП "ВНИИ оптико-физических измерений" (ВНИИОФИ), г.Москва | 1 год | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений